风电场35KV集电线跳闸处理

第一篇：风电场35KV集电线跳闸处理

35KV集电线路跳闸事故处理

一、事故发生

监控后台报警后，查看报警信息（跳闸线路开关变位，保护动作情况），查看整个系统运行情况。

二、向省调汇报跳闸情况（并向场长汇报）

1、先简要汇报跳闸开关，保护动作情况，查明故障点后再详细汇报。

如：您好，风电场调度名+汇报人名字，08点25分，我场35KV集电I线312开关过流I段保护动作跳闸。

2、调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报），定为违反调度纪律，每次按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足10万元，则按10万元进行考核。

三、查看故障录波器并打印故障录波图，初步确认故障类型，安排人员进行站内设备的全面检查，查看所有保护动作情况

四、安排人员进行集电线路巡视检查，查找故障点

1、单相接地，相间短路，过电压

2、可能原因：开关柜后电缆头和避雷器击穿，上塔电缆头和避雷器击穿，箱变高压室内电缆头和避雷器击穿，铁塔上导线因螺栓脱落而下垂接地，铁塔上跨接线脱落接地，线路下高大树木接地；覆冰，闪络等

大风致使导线摆动过大，导致相间短路（发生几率较低，设计时会考虑摆动距离）；线路上搭挂杂物；线塔引下线开脱或断裂；

雷击

3、故障点找到后不能终止巡查工作，必须将整条线路所有线塔及箱变巡查完毕，以防故障点并非单一，盲目送电会损坏设备或扩大事故。

五、向省调汇报事故发生的详细原因，故障点，损坏设备等，在OMS系统上提紧急停电申请票

六、省调同意后，将跳闸线路转为检修状态

1、可先转为冷备后进行三相对地绝缘测试，确定故障相，之后再转为检修状态

2、不能只合开关处地刀，必须在工作地点挂三相短路接地线，以防残余电荷及感应电伤人，长距离同塔线路应配合停电

七、故障处理

八、向省调报送事故报告，申请转冷备进行绝缘测试，测试合格后申请送电恢复运行

由检修转为冷备后，进行三相对地绝缘测试，不低于35兆欧，阴雨天气可能较低，但雷电天气严禁测试线路绝缘

九、送电恢复运行后向省调回令，OMS系统上终结申请票

十、汇报场长，做好相关记录

慕之伟岸

2016年03月25日

第二篇：主要设备跳闸处理方案

汽机主要设备跳闸处理方案

批准：

审核：

编制：

韶关市坪石发电厂有限公司（2013年11月25日B厂）

1.转动设备运行及跳闸后处理规定：

1.1 机组正常运行中备用设备必须投联锁。1.2 设备定期轮换工作必须按规定严格执行。1.3 设置再循环门的设备，再循环门必须投自动。

1.4 运行中再循环门如因自动故障或调整需要切为手动，应始终保持大于5%的开度。

1.5 正常情况下，鼠笼式转子的电机，允许在冷态下(铁芯温度50℃以下)，启动2次，每次间隔时间不得小于5分钟；允许在热状态下(铁芯温度50℃以上)启动一次．只有在处理事故时，以及启动时间不超过2--3秒的机组可以多启动一次。

1.6 转动设备跳闸后如备用设备未正常联启或联启后跳闸，应立即联系热工及电气查明原因，在就地、开关室、及DCS上未发现明显故障的情况下可抢合一次原运行设备。

1.7 其它规定应严格按照运行规程中“辅机系统启停及运行维护”执行。

2.主要设备跳闸处理 2.1给水泵跳闸处理：

2.1.1 电泵跳闸或联启不成功应立即检查原因，如无明显电气及机械故障应按1.5条进行抢合，抢合不成功按给水中断处理

2.1.2 发现给水泵全部跳闸，机、炉、电应立即相互通知。同时汇报值长、专工，锅炉手动MFT，停止两台引风机运行，复位一二次风机开关，关闭各烟风门挡板，采用采用压火处理。

2.1.3 汽机快速减负荷，减负荷速率以锅炉对空排汽电动门不动作为原则，负荷至零，汽机打闸停机。

2.1.4 汽轮机打闸后，在给水恢复之前禁止开启主、再热蒸汽管道及一、二级旁路门前疏水，禁止投入旁路系统。

2.1.5 MFT后关闭连排电动门调整门，停止一切排污吹灰工作，关闭给水母管调节门，关闭各化学取样二次门，联系汽机关闭主、再热蒸汽管道疏水门。2.1.6 水泵故障处理好后，如汽包就地水位计水位低至看不见水位，则禁止进水，何时进水及进水时间由生产副总（总工)决定；如经确认有可视水位则联系汽机启动给水泵进水，前期进水应谨慎缓慢，并加强对汽压，炉膛负压，烟道负压的监视。

2.1.7 水位上至正常水位后，等待值长命令，锅炉进行点火，按热态启动方式逐步恢复机组正常运行。

2.2循环水泵跳闸处理：

2.2.1发现循环水泵跳闸，应立即检查备用泵是否联启，如泵未联启而出口门联开，应立即关闭出口门。

2.2.2 检查跳闸泵出口门是否关闭，泵是否倒转，倒转情况下禁止启动循环水泵。2.2.3 出口门全关，跳闸泵及备用泵在检查无明显电气及机械故障后，允许按1.5条规定抢合。

2.2.4 循环水泵全停，短时间无法启动，汽轮机应立刻打闸，发电机解列，启动电泵，打闸小机，锅炉手动MFT后压火。

2.2.5 汽轮机打闸后禁止开启旁路及至凝汽器所有疏水，汽轮机保持闷缸状态，待循环水系统恢复后才允许开疏水。

2.2.6 循环水泵全停后应关闭所有循环水泵出口门，全开凝汽器进出、水门，维持开式水泵运行，同时通知临机注意真空。

2.2.7 加强检查所有开式水用户运行情况，注意开式水温度。

2.2.8 缺陷处理完毕，循环水泵具备启动条件，检查低压缸排汽温度低于50℃，启动循环水泵。

2.3凝结水泵跳闸

2.3.1 凝结水泵跳闸，如备用泵联启不成功应立即检查原因，如无明显电气及机械故障应按1.5条抢合备用泵及跳闸泵。

2.3.2 如两台凝结水泵全部无法启动，应立即汇报值长，通知锅炉、电气快速减负荷，锅炉关闭所有排污，停止冷渣器运行，汽机停止高、低加汽侧。2.3.3 开启除氧器排汽门降低除氧器压力，同时注意给水泵入口压力保持0.9MP以上。

2.3.4 除氧器压力降至0.65MPa以下，启动凝结水输送泵向除氧器上水。2.3.5 事故处理过程中如除氧器水位低于-600mm给水泵全部跳闸或凝汽器水位达上限真空急剧下降，汽轮机应立即打闸，机组按给水中断处理。

2.3.6 凝结水泵故障处理完毕后应立即启动，降低凝汽器水位，关闭除氧器排汽门，停凝结水输送泵，补充除氧器水位至正常值，如给水泵全停，应待锅炉通知后方可启动电泵为锅炉上水。

2.4 定、转子冷却水泵跳闸处理

2.4.1定、转子冷却水泵跳闸，应立即检查备用泵是否联启，如运行泵未联启，可立即抢合一次备用泵和跳闸泵。如抢合不成功，发电机断水30秒后应立即故障停机。

2.4.2 停机后发电机空冷器保持正常投入。

2.4.3 定、转子冷却水泵具备启动条件后，应汇报值长，通知电气启动水泵运行，如是启动转子冷却水泵，应及时安排人员调整转子冷却水压力。

第三篇：简析如何降低10 kV线路故障跳闸率[小编推荐]

简析如何降低10 kV线路故障跳闸率

摘要：随着社会经济的发展，客户对安全可靠的供电提出了越来越高的要求。如何确保配电网安全稳定运行，降低线路故障跳闸率是供电企业关心的问题，因此，分析10 kV 配电线路跳闸的原因并采取行之有效的措施降低配网线路故障跳闸率，减少非计划停电对客户的影响，从而提高供电可靠性十分必要。

关键词：10kV配电线路；故障原因；防治措施

前言

本文某供电局374条10kV配电线路为研究参考对象，对其一年中出现的跳闸故障次数进行统计，结果如下：全年共出现跳闸故障174次，其中，从故障类型的角度统计，由于外力造成故障跳闸33次；设备故障引起的跳闸42次；自然原因引起的跳闸53次；树木障碍28次；动物因素8次；其他原因10次。对上述174次跳闸故障的原因进行分析，如表1所示。引起10kV线路故障的四个主要原因

1.1 自然灾害引发的线路故障

在自然灾害引起的线路故障中，据某供电局一年内的数据显示，雷击事故所占的比例最大，由于10kV架空线路通常较长，位于较为空旷的地方，一旦出现有雷雨天气，最容易使得线路遭受雷击。在10kV配电线路的故障中，雷击故障出现的频率也是最高的，它会造成线路绝缘层的破坏，发生断线事故。雷击是重点防治的因素。

1.2 外力破坏引起的故障

外部施工造成的故障占外力破坏比重的很高，对于发展区域来说10kV配电线路运行的情况也十分严峻，常常会因为外力的破坏而出现故障。随着城市化进程的不断加深，城市中的各项建设在如火如荼地开展着，由此而引发的施工项目会增多。在施工中，如果没有对配电设施给予有效的保护，很容易造成配电线路的破坏，导致电网故障；随着楼房建筑的增多，有些原处于空旷位置的线路被新建筑物所包围，一些违章建筑致使一些线路无法得到合理有效的控制，给线路运行带来了极大的安全隐患，同时也给配电线路的安全运行留下了安全隐患；不法分子盗窃设备，给配电线路造成严重的影响。外力破坏，使10kV配电线路面临的严峻考验。

1.3 设备引起的故障

设备故障占线路故障比例的24%，其中变压器过载跳闸占47%，变压器长期处于超负荷供电状态，其产生的热量很容易造成自身的烧毁。一旦出现变压器故障，配电系统将会停运。另外设备老化，绝缘性能降低，遭受雷击或大电流冲击很容易造成接地短路故障。

1.4 树木造成线路故障

在经济发达的珠三角地区的供电所能把握所有树木对导线保持水平距离2米，垂直距离1.5米的安全距离为数不多。地产开发、市政建设等经济发展所造成的影响让青苗补偿的价格不断翻倍。树木障碍一直是10kV线路运维的一个棘手问题。我们将如何才能降低树木造成的线路故障。常见故障防范措施

2.1 防雷击故障的措施

雷击是造成10 kV 线路跳闸的首要原因，也是大多数农网地区线路跳闸的主要原因。架空线路由雷电产生的过电压有两种：直击雷过电压和感应雷过电压。有关数据表明，10 kV 配电线路由雷击引起故障，绝大多数是感应雷过电压造成的。雷害多发地区可从以下几个方面提高线路的防雷能力：一是加装防雷装置，如线路避雷器、线路防雷接闪器等。据统计，10 kV 线路每200 m 装设1 组金属氧化物避雷器，可使感应雷引起的故障次数减少90% 左右；二是提高绝缘子耐雷水平，及时更换有缺陷的绝缘子，条件允许情况下可将瓷质绝缘子更换为硅橡胶绝缘子；三是做好预防性试验管理，及时淘汰存在缺陷的避雷器，并确保接地电阻合格。

2.2防治设备原因引起的线路故障措施

变压器运行在过载状态的变压器很容易发生故障，对此，在配电变压器的选择上，需要通过相关资料对供电负荷进行合理预测，之后选择容量合适的变压器，比如说新建一个台区，必须实地勘察该区域发展状况、楼群的建筑规划等情况来进行判断。将避雷器安装在变压器的低压侧，以防雷击。定期对避雷器进行检查，保证其避雷效果。变压器在使用前和使用后都应该进行必要的检查。

2.3 防非施工碰撞故障的措施

农网线路多为架空裸导线，抗外力破坏能力低下，对于非施工碰撞引起的跳闸，可采用以下防范措施：一是对易受外力影响的架空线路进行绝缘化改造；二是健全安健环标识，加装醒目的防撞提醒标志；三是对易受车辆碰撞的电杆进行迁移或加固；四是建立黑点档案，对易受外力影响的设备和线段加强巡视；五是加强宣传教育，着重指出在高压线路附近放风筝、违章施工等行为对人身安全的严重危害性。

2.4 防小动物故障的措施

对于小动物引起的故障，可以采取以下简单而有效的措施：对于户外设备，可对其裸露的电气部分加装绝缘护套，包括户外开关高低压套管接头、变压器高低压套管接头、隔离开关触头等部位。对采用裸导线的杆塔引下线、变压器引下线等更换为绝缘导线。对户外开关柜、室内配电站或开关站，则应做好防小动物的封堵措施，如保证开关柜进出线电缆封堵的密封性、在配电站或开关站门口安装防鼠挡板等。

2.5 管理措施

除了上述介绍的技术措施外，采取行之有效的管理措施，对降低10 kV 线路故障跳闸率也十分重要。严把竣工验收关，确保新设备零缺陷投运。对基建、技改、修理、业扩等工程的验收工作，供电企业应严格按__照有关验收标准开展验收，坚决杜绝有缺陷或隐患的线路、设备投入运行，从源头上把控配电网的健康运行。动态掌握配网设备运行情况，及时发现并消除隐患。结合线路的日常巡视，建立配网线路和设备的黑点档案，对发现的隐患及时记录在案并根据实际情况尽快安排消缺，对短时间内无法妥善处理的隐患，可采取临时措施，并提高巡视的频率，确保隐患的可控在控。开展故障分析工作，提高故障防范能力。分析常见多发或具有典型性的故障发生的原因用来指导今后的工作。在分析时要注意用数据说话，并分析管理上是否存在漏洞，避免空洞而毫无实际指导意义的分析。实例分析

惠州龙门自2012 年开始狠抓中压线路故障跳闸率，管理手段和技术手段双管齐下，多措并举有效降低了10 kV 线路故障跳闸率。技术措施上，在易受雷击的地区加装防雷接闪器，加装线路避雷器，有效降低了雷击故障；管理措施上，建立并及时更新配网黑点档案，并开展常态化的故障分析工作，做到“一故障一分析”，深入分析故障产生的原因，并制定有效的整改措施，尽量避免类似故障的再次发生。结语

随着电网的发展，配电线路朝着合理高效的方向改进。10kV配电线路是连接电网与用户的重要环节，具有分布广泛、运行环境十分复杂的特点。提高10kV配电线路的运行水平对供电可靠率有着直接关系，其可靠性水平对工厂的生产生活以及居民的生活有着重要影响。当下的10kV配电线路中还存在很多问题，常常会导致系统故障。对此，相关工作人员应该对这些故障原因进行深入分析，积极探寻合理有效的防治措施，尽可能地降低故障率。

参考文献：

[1]齐艳超.农网配电线路故障跳闸治理[J].农村电气化，2014，02：9-10.[2]吴俊雄.浅谈如何提高输电线路故障查找的工作效率[J].中国新技术新产品，2014，09：75-76.[3]王正刚.降低10kV配网线路跳闸率的几点思考[J].电源技术应用，2014，06：253.

第四篇：变频器跳闸或异常防范措施及处理

变频器跳闸及异常防范措施及处理

1，变频器的巡视检查

(1)、认真监视并记录变频器人机界面上的各显示参数，发现异常应即时反映。(2)、认真监视并记录变频室的环境温度，环境温度应在-5℃～40℃之间。(3)、夏季温度较高时，应加强变频器安装场地的通风散热。确保周围空气中不含有过量的尘埃，酸、盐、腐蚀性及爆炸性气体。

(4)、夏季是多雨季节，应防止雨水进入变频器内部(例如雨水顺风道出风口进入)。(5)、变频器柜门上的过滤网通常每周应清扫一次;如工作环境灰尘较多，清扫间隔还应根据实际情况缩短

(6)、变频器正常运行中，一张标准厚度的A4纸应能牢固的吸附在柜门进风口过滤网上。

(7)、变频室必须保持干净整洁，应根据现场实际情况随时清扫。

（8）、变频室的通风、照明必须良好，通风散热设备(空调、通风扇等)能够正常运转

（9）、变频器有无过热，异常声音，气味，如有应及时汇报，如出现电压，电流波动情况应立即停运，启动备用电机或软启动旁路，变频器在未经检查时不能送电启动。应立即汇报，并通知检修处理。2.变频器跳闸时处理。

1.运行中发现变频器跳闸时，有备用设备的可先启动备用设备，电气运行人员检查变频器故障代码。根据故障代码提示进行处理。并进行汇报。联系检修人员处理

2.电源故障的处理：电源瞬时断电或电压低落出现“欠电压”显示或瞬时过电压出现“过电压”显示，都会引起变频器跳闸停机，待电源恢复正常后即可重新起动。

3.外部故障处理：如输入信号断路，输出线路开路、断相、短路、接地或绝缘电阻很低，电动机故障或过载等，变频器即显示“外部”故障而跳闸停机，经排除故障后，即可重新启用。

4.内部故障处理：如内部风扇断路或过热，熔断器断路，器件过热，存储器错误，CPU故障等，可切换至工频运行，或启动备用设备，不致影响生产，待内部故障排除后，即可恢复变频运行。变频装置一旦发生内部故障，在不经检查处理后，禁止启动。

5.当变频器跳闸时，连带电源开关跳闸时，禁止再次合闸送电，有备用先投运备用设备，变频器必须经检查确认原因后，故障排除后，方可送电启动。6.当变频器跳闸时，电源开关未跳闸，外部，内部，电源等都未发现明显故障时，且无连续故障报警时，可试启动1次，但应做好紧急停运的措施，如启动不成功，应立即停电，联系检修处理。

第五篇：#3、4机组跳闸处理体会

#

3、4机组跳闸处理体会

3月5日20：21 #3机组跳闸，负荷为246MW，电气报警为“#3线路PSL603装置保护动作”，#3炉MFT首出是“发电机主保护动作”，#3机ETS首出是“发电机主保护动作”，判断为：外线故障引起机组甩负荷跳闸（经值长询问系大胜关#1母线故障）。经处理后将#3机组出线并于大胜关#2母线，于3月6日18：18并网发电。

3月8日11：51 #

3、4机组同时跳闸。负荷分别为223MW和202MW, 电气报警为“#3线路PSL603装置保护动作”和“#4线路PSL603装置保护动作”，#

3、4炉MFT首出均是“发电机主保护动作”，#

3、4机ETS首出均是“发电机主保护动作”。原因为：大胜关#2母线故障。

这二次跳闸事件均发生在甲值，通过这二次跳闸事件我们总结了以下各专业的一些心得体会，供大家参考： 锅炉方面: 1． 立即检查MFT动作结果是否正常。制粉系统都停止运行,燃油电磁阀关闭。保证锅炉断油、断粉，2． 及时检查主、再热器减温水电动门、调整门关闭，以防跌汽温影响汽轮机安全。3． 检查电泵联启正常，并提勺管向锅炉补水，补水中注意前置泵进口压力，以防电泵跳闸，同时拉掉两台炉水循环泵，保证锅炉水位，以维持水循环不被破坏 4． 给水流量低于250T/H以下及时开启省煤器再循环门，在烟道温度仍然很高的情况下保护省煤器。5． 调整送风量使总风量达到30％左右，将炉膛负压设定为－100——-200pa进行吹扫，吹扫约5分钟后降低送风量，停送吸风机，关闭各挡板及炉膛各孔门，防止锅炉急剧冷却发生变形。6． 现场关闭燃油进油总门，防止油角阀漏而造成的爆燃事故。7． 在停用炉水泵电机腔温度上升至40度左右时，结合当时炉水压力仍然很高，要注水必须启电泵的客观现实，我们采用启动炉水泵打循环，电机腔温度下降很快。每台炉水泵只运行了约3分钟，远比启电泵开高压注水经济，并联系汽机可适当降低闭冷水温度。8． 根据值长联系结果，短时间内不可能再次启动，两机按故障停机处理。其余按规程操作。9． 立即检查MFT动作结果是否正常。A、B一次风机及B、C、D磨煤机及给煤机跳闸，燃油电磁阀关闭，减温水门关闭，各二次风门打开。

10． 根据值长联系结果，短时间内不可能再次启动，两机按故障停机处理。11． 拉掉A,C炉水循环泵，保证不因水位低而跳闸，以维持水循环不被破坏。南京華潤熱電有限公司

江蘇省南京市雨花經济開發区凤集大道22号

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12． 检查电泵联启正常，提勺管向锅炉补水，在注意前置泵进口压力的同时尽量快提勺管，直到省煤器进口压力高于汽包压力0.5～0.8MPa后，放慢速度。

13． 降低送风量使总风量达到30％左右，将炉膛负压设定为－100pa进行吹扫，吹扫约5分钟后降低送风量，解除锅炉总联锁，停送吸风机。防止汽包变形。14． 现场关闭燃油进油总门，防止油角阀漏而造成的爆燃事故。

15． 关闭定排手动门，联系汽机关闭连排一次门，联系化学关闭取样门，加药门。16． 补水至汽包水位达到350mm后，关闭进水总门，打开省煤器再循环门，在烟道温度仍然很高的情况下保护省煤器。

17． 在停用炉水泵电机腔温度上升至40度左右时，结合当时炉水压力仍然很高，要注水必须启电泵的客观现实，我们采用启动炉水泵打循环，电机腔温度下降很快。每台炉水泵只运行了约3分钟，远比启电泵开高压注水经济。不足之处：

1.由于当时情况复杂，出于安全考虑，未再次点火将磨煤机中煤粉吹净。给后续班组增加了操作。汽机方面：

1.跳机后，首先应确定润滑油泵是否联启，电泵是否联启，否则应手启。保证润滑油系统正常运行，防止断油烧瓦。保证锅炉汽包水位维持正常。

2.检查各主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门确以关闭，注意大机转速应先上升后下降，至OPC动作转速时，OPC动作应正常。各蒸汽管道、本体疏水如打开应将其关闭。

3.第一次＃3机组跳闸事故处理过程中，大机轴封应切至辅汽供。注意，因当时供热在＃3机，联系单元长尽快将供热以及厂母用汽切至＃4机供汽，确保客户利益。第二次＃

3、4机组均跳闸的事故处理过程中，因＃

3、4机均停，135机组全停，辅汽没有汽源，此时可将轴封汽源切至主蒸汽供汽，在切至主蒸汽供汽时应到就地手动操作主汽至轴封电动门，手动略开一点，以防压力过高造成轴封母管安全门动作。在跳机处理中应及时切换轴封汽源，避免转子轴颈处受冷而急剧收缩，汽缸金属温度下降（尤其是中压静叶持环温度）。

4.注意调整大机、A、B小机润滑油温。在机组事故处理结束后，可以停用一台循环水泵，节能降耗。5.配合锅炉调整好汽包水位。

6.观察大机各项参数和转速惰走情况。根据值长通知，在机组一时无法并网时，调整轴封压力并破坏真空，做到转速到0真空到0，停用轴封,投用盘车。

不足之处：

1.由于主汽压力较高,在投用时就地点动电动门,但仍然造成轴封压力过高的情况,在下南京華潤熱電有限公司

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次投用时可以采用就地手动稍开一点。电气方面：

1、立即检查6KV厂用、400V厂用电源得联动情况。这两次跳机，6KV快切装置均正常动作，6KV母线未失电，400V厂用系统几乎未受影响。

2、在DCS画面确认公用、除尘、除灰等厂变运行正常，110V、220V直流系统、UPS运行正常。

3、结合光字牌报警和线路有无电压，初步判断是线路故障。

4、至继保小室检查保护动作情况，核查保护报文，将保护动作情况、动作数值报告值长以便值长与调度联系。

5、6、投入误上电保护。

联系135机组（135机组厂用由＃3运煤变673开关供电），确保135机组厂用电正常。

7、经值长许可，断开发变组出口开关及灭磁开关的操作电源。

8、至220KV升压站确认发变组出口开关在断开位置。

9、记录机组的峰、平、谷电度表数值，记录线路电度表数值。

10、复归跳闸的开关，闭锁6KV快切装置

11、待汽机投盘车后投入氢循环风机。建议：

1.应做好6KV快切不联动或部分联动的事故预先（先前＃4机组发生过切换厂用电快切不来的情况），特别是6KV母线单侧失电的事故预想。

甲值330 2007-3-10

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